分布式“光伏+儲能”系統在傳統制造型企業中的應用探索

浙江正泰新能源開發有限公司 ■ 胡華友 吳云來 朱健雍

0 引言

傳統制造型企業多為勞動密集型產業，主要有冶金工業、機械工業、食品工業、紡織工業、電子工業等。此類型企業大多為24 h不間斷連續生產制，電力負荷長期活躍穩定，非常適宜建設分布式“光伏+儲能”電站，不僅可以改善企業的負荷電網友好性，還可以減少企業的固定電費支出。本文以昆山帕捷1.5 MWp分布式光伏發電系統、2×(400kW/1MWh)儲能系統建立模型，對分布式“光伏+儲能”系統進行分析。

1 分布式“光伏+儲能”系統

1.1 電站基本情況

分布式光伏發電系統建設在機加工車間屋頂，裝機容量為1.5 MWp；結合項目裝機容量和電氣設計接入條件，采用“自發自用、余量上網”單點10 kV高壓并網形式。儲能系統設計總規模為2×(400kW/1MWh)，根據用戶負荷的特點，采用2點低壓380 V接入至原廠區低壓0.4 kV母線側。分布式光伏發電系統和儲能系統互為獨立運行方式。電站特性如表1所示。

表1 電站特性表

1.2 配電情況

昆山帕捷內部有一回10 kV專線供電回路，設有2臺2000 kVA變壓器，遠期規劃預留1臺2000 kVA變壓器出線間隔，規劃變壓器總容量為6000 kVA。根據生產線的生產屬性及類似負載的長期負荷情況預測，光伏發電功率可基本在用戶側完成消納，在企業停產或大規模減產時少量上網。

1.3 分布式光伏發電系統

昆山帕捷廠房為彩鋼瓦屋面，原建筑設計時已考慮分布式光伏發電系統的新增荷載，按順沿屋面角度滿鋪敷設，可最大化利用屋頂面積，裝機容量為1.5 MWp。

企業為24 h連續生產“三班倒”模式，用電負荷穩定在2000～3600 kVA，而分布式光伏發電系統裝機容量為1.5 MWp，正常情況下可全部消納。因此，光伏系統采用10 kV單點“自發自用、余量上網”模式，可最大程度的匹配業主的用電負荷密度，減少相當的電費支出。

1.4 儲能系統

傳統的單一光伏發電形式有明顯的缺陷，如季節性障礙無法克服、供電不穩定、波動性大、公用設施供電不適宜等。相比之下，“光伏+儲能”系統有明顯的優點：

1)削峰填谷。利用平時段、谷時段電價進行充電儲能，在峰時段將電能放出。

2)需量調節。超出基本安裝容量的突發性負荷予以補償，降低基礎電費。

3)穩定新能源。可平抑和穩定風、光等間歇性可再生能源發電的輸出功率。

4)微網運行。可與其他分布式能源組成微網運行。

5)應急電源。可減少各種暫態電能質量問題造成的損失。

6)無功支撐。可作為靜止無功發生器使用，提供就地無功補償。

7)電網調頻。可快速響應調頻需求，爬坡速率高，解決了常規電源調整響應慢的困境[1]。

獨立的自發自用型光伏并網電站因未配套儲能系統，電力只能通過用戶側消納，多余部分返送至電網側，因此，最大限度的在用戶側消納是最為經濟的運行方式。配備儲能系統后，可拓寬用戶的“消納范圍”，即在負荷端低谷狀態時，蓄電池充電存儲；在負荷端高峰狀態時，蓄電池放電補充。對于電網而言，配電系統的自身調節性能得到了加強，大幅提高了負荷的電網友好性；對于電網和企業自身而言，是雙贏的結果[2]。

考慮到儲能系統的調需功能，蓄電池需參與功率需量調節。本文中的用戶10 kV供電回路共3臺變壓器，屬于大工業用電類型，基本容量費用為30元/kVA/月，需量費用為40元/kW/月，7月、8月這2個月有尖峰時段，非常適宜實施儲能電站。

根據江蘇省物價局文件，結合用戶的配電情況，儲能系統分別設置在兩段低壓母線處，容量都為400kW/1MWh，此時峰谷電價差為0.7558元，可發揮儲能系統的最大經濟價差。即在00:00～08:00低谷時段蓄電池充電，08:00～12:00高峰時段蓄電池放電，第一次充放電過程完成；在12:00～17:00用電平時段充電，17:00～21:00高峰時段放電，第二次充放電過程完成。這樣的模式不僅可以降低用戶的最大需求功率費用，節省固定支出，還可以提高系統的投資回報年限，降低回收周期。

由于蓄電池設計的日充放電次數為2次，而普通鉛酸蓄電池的正常使用壽命為3～5年，在25年電站運營期內需多次更換蓄電池組，造價、維護成本較高，因此，能量密度較高、充放電次數更高的鋰離子蓄電池得到了儲能系統的青睞。同時，隨著石墨烯等新型材料的研制，相信在未來，儲能電池的可選范圍會相對寬泛。

2 系統效益分析

2.1 已運行電站的系統效益分析

為驗證分布式“光伏+儲能”系統的實際應用性，以正泰新能源公司在上海松江產業園投資建設的“光伏+儲能”項目為例進行分析。本項目共建設3.37 MWp光伏發電系統，采用單點10 kV“自發自用”形式并網；儲能系統裝機容量為500kW/1MWh，充、放電電源均取自電網側；光伏發電系統和儲能系統互為獨立運行模式。

表2 江蘇省工業用電峰谷分時銷售電價表(2017年7月1日起執行) (單位：元/kWh)

目前，該“光伏+儲能”系統已穩定運行200余天，采用高性能的比亞迪鋰電池管理系統，實際的充放電效率高達86.54%；根據上海的分時電價及用電負荷情況，儲能系統每天要完成1.5次的充放電過程。

圖2為實時日用電負荷曲線，反映的是企業

圖1 EMS儲能監控系統拓撲圖

每天各個時間的用電功率。根據功率分布情況，可將該企業的用電負荷分為3個用電時間段，即00:00～07:00、19:00～23:00、08:00～18:00，前兩個時間段為企業生產減產或停產間歇時間，用電負荷普遍很低，而08:00～18:00為企業的豐產期，電氣設備集中運行。

以7月28日為例，日用電峰值有2處，發生的時間分別為09:00和14:00，而儲能系統正是在此峰值時間段介入補償，可有效降低用電峰值功率，減少企業的需量費用。

圖2 系統日功率曲線圖(2018年7月28日)

圖3 a為PCS系統的日實時功率曲線，反映的是儲能變流器的工作狀態(充電、放電、待機)。23:30～03:00為蓄電池低功率充電狀態，03:30～09:30為蓄電池待機狀態，09:30～11:00為蓄電池高功率放電狀態，11:30～13:00為蓄電池高功率補充充電狀態，13:00～17:30為蓄電池待機狀態，18:00～20:30為蓄電池高功率放電狀態，20:30～22:00為蓄電池待機狀態，之后進入夜間谷電時段，將電池電量充滿，然后繼續循環。

如圖3b、圖3c所示，以2018年6月全月為例，當月總充電電量為46701 kWh(日均1556.7 kWh)，總放電電量為43494 kWh(日均1449.8 kWh)，日均充電次數設置為1.5次，在此運行模式下經濟效率最佳。

圖3 儲能系統的功率曲線圖

2.2 昆山帕捷電站的系統效益分析

對照已實際運行的分布式“光伏+儲能”電站的運行數據，對昆山帕捷電站的收益做初步成本估算。

1)分布式光伏發電系統。若年均發電量約為142萬kWh，按消納率100%、電價8折的優惠力度計算，企業的綜合平均用電電價為0.85元/kWh；每年可為企業減少固定電費支出為1420000×0.85×0.8=96.56萬元；25年運行期內共可節省2414萬元。

2)儲能系統。單個儲能系統裝機容量為400kW/1MWh，按每天完成2次充放電過程計算，第1次為低谷時段充電、高峰時段放電，電價價差為1.0697-0.3139=0.7558元；第2次為平時段充電、高峰時段放電，電價價差為1.0697-0.6418=0.4279元。

為簡化財務分析模型，假設儲能系統的效率按85%考慮，鋰電池的放電深度(DOD)為90%，谷電時段和平電時段的充電時間比為1:1，儲能系統的年運行故障率為2%，單個儲能系統的總投資成本為300萬元/MWh，可計算得出：系統每天放出的電量為2×1000×0.9=1800 kWh，需要在谷時段和平時段共充電1800/0.85=2118 kWh，谷時段和平時段的充電量均為2118/2=1059 kWh；則每天可 節 省 電 費 為 2×(1.0697×1800-0.3139×1059-0.6418×1059)=1826元；每運行年可節省費用為365×0.98×1826=65.316萬元；參與調需的容量為800 kW，每月可減少需量費用為32000元，年均為38.4萬元。

綜合以上因素考慮，項目儲能部分的靜態投資回報周期為600/65≈9.23年。但這是未考慮鋰電池衰減因素的結果，在系統每天“兩充兩放”的利用情況下，每年的鋰電池衰減為3%，因此，動態回收周期可能需要超出10年累計回報周期。

3 推廣應用

目前制約分布式“光伏+儲能”系統發展的主要因素是電池成本及電池技術。按目前的價格來看，搭配儲能系統的光伏電站價格仍然較為昂貴。能量高效存儲受電池技術發展的影響，新材料電池如石墨烯等還未得到大規模的應用，如果現在建設儲能電站，可能會很快面臨以鋰電池為代表的儲能系統的一個升級換代，對于投資企業來說，成本是需要酌情考慮的。

但儲能是未來的發展方向，企業對于儲能需提早布局。在未來2～3年內，儲能電池技術會迎來新的飛躍，相信那時便是“光伏+儲能”系統的爆發階段。再配以新能源汽車的應用，光伏將進一步取代其他能源，成為清潔能源的代表，融入未來生活的方方面面。

4 總結

本文分析了分布式“光伏+儲能”系統的優勢，結合已實際運行的案例，探索投資回報率的最大化，并以昆山帕捷電站建立模型進行了分析。目前，制約分布式“光伏+儲能”系統發展的主要因素是儲能電池的成本及技術，但其在未來2～3年必將迎來爆發階段。